Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов Таманского нефтяного терминала» (МП 2308/1-311229-2016)

Регистрационный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.311229

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов Таманского нефтяного терминала

МЕТОДИКА ПОВЕРКИ

МП 2308/1-311229-2016

г. Казань

2016

СОДЕРЖАНИЕ

• 1 Введение

• 2 Операция поверки

• 3 Средства поверки

• 4 Требования техники безопасности и требования к квалификации поверителей

• 5 Условия поверки

• 6 Подготовка к поверке

• 7 Проведение поверки

• 8 Оформление результатов поверки

• 1.1 Настоящая методика поверки распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов Таманского нефтяного терминала, заводской № 473/444, изготовленную ООО «ИМС Индастриз» и устанавливает методику первичной поверки до ввода в эксплуатацию и после ремонта, а также методику периодической поверки в процессе эксплуатации.

• 1.2 Система измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов Таманского нефтяного терминала (далее - система) предназначена для измерения расхода, количества (массы) и показателей качества рабочей среды (нефть, газовый конденсат стабильный, дизельное топливо, бензины прямогонные, бензины технические прямогонные, бензины для промышленных целей, фракция бензиновая прямогонная, бензин газовый стабильный, бензольная фракция) и определения массы нетто нефти.

• 1.3 Принцип действия системы основан на применении косвенного метода динамических измерений массы рабочей среды с помощью преобразователей расхода турбинных и преобразователей плотности. Выходные сигналы преобразователей расхода турбинных, средств измерений (далее - СИ) температуры, давления, плотности, влагосодержания поступают на соответствующие входы системы обработки информации (далее - СОИ), который преобразует их и вычисляет массу рабочей среды. Массу нетто нефти определяют, как разность массы брутто нефти и массы балласта.

• 1.4 В состав системы входят:

• - блок измерительных линий (далее - БИЛ), который состоит из пяти рабочих измерительных линий (далее - ИЛ) DN 250, одной резервной ИЛ DN 250, одной резервноконтрольной ИЛ DN 250, входного коллектора DN 800, выходного коллектора DN 800 и коллектора выхода на трубопоршневую поверочную установку (далее - ТПУ) DN 400;

• - блок измерений показателей качества рабочей среды (далее - БИК);

• - блок ТПУ;

-СОИ.

• 1.5 СИ, входящие в состав системы, указаны в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - СИ, входящие в состав системы

• 1.6 Поверка системы проводится поэлементно:

• - поверка СИ, входящих в состав системы, осуществляется в соответствии с их методиками поверки;

• - метрологические характеристики системы определяют расчетным методом в соответствии с настоящей методикой поверки.

• 1.7 Интервал между поверками СИ, входящих в состав системы, - в соответствии с методиками поверки на эти СИ.

• 1.8 Интервал между поверками системы - 1 год.

При проведении поверки должны быть выполнены операции, приведенные в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Операция поверки

3 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

• 3.1 При проведении поверки системы применяют эталоны и СИ, приведенные в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Основные эталоны и СИ

• 3.2 Допускается использование других эталонов и СИ с характеристиками, не уступающими характеристикам, указанным в таблице 3.1.

• 3.3 Все применяемые эталоны должны быть аттестованы; СИ должны иметь действующий знак поверки и (или) свидетельство о поверке и (или) запись в паспорте (формуляре) СИ, заверенной подписью поверителя и знаком поверки.

• 4.1 При проведении поверки должны соблюдаться следующие требования:

• - корпуса применяемых СИ должны быть заземлены в соответствии с их эксплуатационной документацией;

• - ко всем используемым СИ должен быть обеспечен свободный доступ для заземления, настройки и измерений;

• - работы по соединению вспомогательных устройств должны выполняться до подключения к сети питания;

• - обеспечивающие безопасность труда, производственную санитарию и охрану окружающей среды;

• - предусмотренные «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей» и эксплуатационной документацией оборудования, его компонентов и применяемых средств поверки.

• 4.2 К работе по поверке должны допускаться лица:

• - достигшие 18-летнего возраста;

• - прошедшие инструктаж по технике безопасности в установленном порядке;

• - изучившие эксплуатационную документацию на систему, СИ, входящие в состав системы, и средства поверки.

При проведении поверки системы должны соблюдаться следующие условия:

• - температура окружающего воздуха (в месте установки СОИ), °C (20±5)

• - относительная влажность, %                                    от 30 до 80

• - атмосферное давление, кПа                                      от 84,0 до 106,7

Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные операции:

• - проверяют заземление СИ, работающих под напряжением;

• - эталонные СИ и СОИ системы устанавливают в рабочее положение с соблюдением указаний эксплуатационной документации;

• - СОИ системы выдерживают при температуре, указанной в разделе 5, не менее трех часов, если время их выдержки не указано в инструкции по эксплуатации;

• - осуществляют соединение и подготовку к проведению измерений эталонных СИ и СОИ системы в соответствии с требованиями эксплуатационной документаций.

• 7.1.1 При проведении проверки технической документации проверяют:

• - наличие инструкции по эксплуатации на систему;

• - наличие паспорта на систему;

• - наличие свидетельства о предыдущей поверке системы (при периодической поверке);

• - наличие паспортов (формуляров) СИ, входящих в состав системы;

• - наличие у СИ, входящих в состав системы, которые подлежат поверке, действующего знака поверки и (или) свидетельства о поверке и (или) записи в паспорте (формуляре) СИ, заверенной подписью поверителя и знаком поверки;

- наличие у СИ, входящих в состав системы, которые подлежат калибровке, действующего калибровочного клейма и (или) сертификата о калибровке и (или) записи в паспорте (формуляре) СИ, заверенной подписью калибровщика и калибровочным клеймом.

• 7.1.2 Результаты поверки считают положительными при наличии всей технической документации по 7.1.1.

• 7.2.1 При проведении внешнего осмотра системы контролируют выполнение требований технической документации к монтажу СИ, измерительно-вычислительных и связующих компонентов системы.

• 7.2.2 При проведении внешнего осмотра системы, устанавливают состав и комплектность системы. Проверку выполняют на основании сведений, содержащихся в паспорте на систему. При этом контролируют соответствие типа СИ, указанного в паспортах на СИ, записям в паспорте на систему.

• 7.2.3 Результаты проверки считают положительными, если монтаж СИ, измерительновычислительных и связующих компонентов системы, внешний вид и комплектность системы соответствуют требованиям технической документации.

• 7.3 Опробование

• 7.3.1.1 Подлинность программного обеспечения (далее-ПО) системы проверяют сравнением идентификационных данных ПО с соответствующими идентификационными данными, зафиксированными при испытаниях в целях утверждения типа. Проверку идентификационных данных ПО системы проводят в соответствии с эксплуатационной документацией на систему.

Полученный идентификационные данные сравнивают с исходными, которые представлены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 - Идентификационные данные ПО системы

• 7.3.1.2 Проверяют возможность несанкционированного доступа к ПО системы и наличие авторизации (введение логина и пароля), возможность обхода авторизации, проводят проверку реакции ПО системы на неоднократный ввод неправильного логина и (или) пароля (аутентификация).

• 7.3.1.3 Результаты опробования считают положительными, если идентификационное данные ПО системы совпадают с идентификационными данными, которые приведены в таблице 7.1, а также исключается возможность несанкционированного доступа к ПО системы и обеспечивается аутентификация.

7.4 Определение метрологических характеристик системы

• 7.4.1.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав системы, проводят путем проверки наличия действующих свидетельств о поверке на них, в соответствии с нормативными документами (далее - НД), приведенными в таблице 7.2 с учетом требований, предъявляемых к системе.

Таблица 7.2 - СИ и их методики поверки

• 7.4.1.2 Результаты поверки считаются положительными, при наличии для СИ, входящих в состав системы, действующего знака поверки и (или) свидетельства о поверке и (или) записи в паспорте (формуляре) СИ, заверенной подписью поверителя и знаком поверки.

• 7.4.2 Определение относительной погрешности системы при измерении массы рабочей среды (при определении плотности рабочей среды с помощью преобразователя плотности)

• 7.4.2.1 Относительную погрешность системы при измерении массы рабочей среды (брутто нефти), 5Мб_1, %, определяют по формуле

5М_б1 = ±1,1 • ^8V² +G²(8pt +Р² -10⁴ • ATj) + p² -IO⁴ • АТу ±8N² ,             (1)

относительная погрешность измерений объема рабочей среды, %. За 8V принимают относительную погрешность измерений преобразователя расхода, задействованной при измерении массы рабочей среды;

коэффициент, вычисляемый по формуле (2);

относительная погрешность измерений плотности рабочей среды преобразователем плотности, %;

коэффициент объемного расширения рабочей среды, 1/°С (приложение А ГОСТ Р 8.595-2004);

абсолютные погрешности измерений температуры рабочей среды при измерениях плотности рабочей среды преобразователем плотности, °C;

абсолютная погрешность измерений температуры рабочей среды при измерениях объема, °C;

относительная погрешность вычислений ИВК, %.

1 + 2 х р х T_v

1 + 2хрхТ_р ’

где Tv, Т_р - температура рабочей среды при измерениях плотности рабочей среды преобразователем плотности и объема соответственно, °C.

• 7.4.2.2 Результаты поверки считаются положительными, если относительная погрешность системы при измерении массы рабочей среды (брутто нефти), рассчитанная по формуле (1), не выходит за пределы ±0,25 %.

• 7.4.3 Определение относительной погрешности системы при измерении массы рабочей среды (при определении плотности рабочей среды с помощью лабораторного плотномера)

• 7.4.3.1 Относительную погрешность системы при измерении массы рабочей среды, 5Мб_2, %, определяют по формуле

SM_{6 2} = ±1,1-^5V² ±5р² ±ST²_p ±5N² ,                       (3)

где 5р_л - относительная погрешность измерений плотности рабочей среды в лаборатории, %;

5Tv_P - составляющая относительной погрешности измерении массы рабочей среды за счет абсолютных погрешностей измерений температуры рабочей среды при измерениях его плотности в лаборатории и объема, вычисляемый по формуле (4).

+ ДТу ,

где Т_рл - температура рабочей среды при измерениях плотности в лаборатории, °C;

ДТрл - абсолютная погрешность измерения температуры рабочей среды при измерениях плотности рабочей среды в лаборатории, °C.

• 7.4.3.2 Результаты поверки считаются положительными, если относительная погрешность системы при измерении массы рабочей среды, рассчитанная по формуле (3), не выходит за пределы ±0,25 %.

• 7.4.4.1 Относительную погрешность системы при измерении массы нетто нефти 5М_Н, %, определяют по формуле

(5)

лаборатории Аф_в, %, определяют по формуле

А(р_в =±

(6)

где R_B - воспроизводимость метода по ГОСТ 2477-65, выраженная в объемных долях, %;

г_в - сходимость метода по ГОСТ 2477-65, выраженная в объемных долях, %.

• 7.4.4.3 При определении объемной доли воды в нефти с помощью ВП в качестве Аф_в принимают значение, которое определяют по формуле

  

^дФ_в ~ ±(^дФвп + ^дФвп_1 ^{+ д}Фвп_р) ’                          ("7)

7.4.4.4 Абсолютную погрешность определения массовой доли воды в нефти AW_B, %

определяют по формуле

(8)

где р_в' - плотность воды при условиях определения ф_в, кг/м³;

р - плотность нефти при условиях определения объемной доли воды в нефти, кг/м³.

• 7.4.4.5 Абсолютную погрешность определения массовой доли механических примесей в нефти в лаборатории AW_Mn, % определяют по формуле

  

(9)

где 1<мп - воспроизводимость метода по ГОСТ 6370-83, выраженная в массовых долях, %;

г_мп - сходимость метода по ГОСТ 6370-83, выраженная в массовых долях, %.

• 7.4.4.6 Абсолютную погрешность определения массовой доли хлористых солей в нефти в лаборатории AW_XC, % определяют по формуле

  AW_XC=± 0,1-

  Л<Рх/

  РфХС ,

  (10)

Афхс - предел допускаемой абсолютной погрешности определения концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм³, вычисляемая по формуле (11).

Р<рхс ^_ плотность нефти при условиях определения массовой концентрации хлористых солей в нефти, кг/м³.

^ДФхс

(Н)

где Rxc - воспроизводимость метода по ГОСТ 21534-76, %;

г_хс - сходимость метода по ГОСТ 21534-76, %.

Воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 принимают равной удвоенному значению сходимости метода по ГОСТ 21534-76.

• 7.4.4.7 Результаты поверки считаются положительными, если относительная погрешность системы при измерении массы нетто нефти, рассчитанная по формуле (5), не выходит за пределы ±0,35 %.

• 8.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке системы в соответствии с приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

• 8.2 Отрицательные результаты поверки системы оформляют в соответствии с приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке». При этом выписывается извещение о непригодности к применению системы с указанием причин непригодности.

11 из 11